塔河油田酸压曲线特征分析(2014.4)

PE
a—致密层 b—微缝高渗层
管内摩阻
裂缝延伸压力（静）
净裂缝延伸压力
PC
裂缝闭合压力（静）
PS 地层压力（静）
典型压裂施工曲线
PF—破裂压力 PE —延伸压力 PS —地层压力
P井底>= PF时
时间
常规压裂典型曲线
压力/ 排量
酸压施工曲线变化模式示意图 时间
①酸压施工启缝前的挤酸阶段
出现①：未沟通大的储集体，多为低产井
4.施工曲线异常特征-地层亏空
改造层段施工前累计产液2.72×104t，地层亏空严重 施工时油套压均不起压 补充43m3盐水后开始正常施工
酸压施工曲线特征分析
4.施工曲线异常特征-超限导致套管破裂
储层致密，酸压过程套压异常高（超限），套管被压破
酸压施工曲线特征分析
4.施工曲线异常特征-砂堵
降排量、停止加砂，放喷，后续泵注停止加砂，实施二次酸压
酸压施工曲线特征分析
4.施工曲线异常特征-裸眼封隔器注酸液时失效
AD13井酸压施工曲线图
100
10
试
正
正 正正
挤
挤
挤 挤挤
活
冻
变 变活
性
胶
粘 粘性
8水0
酸 酸水
8
油压(Mpa)
套压(Mpa)
排量(m3/min)
排量
60
6
不
加
40
活
4
化
剂
20
2
0
0
时间(min) 13.114
26.208
39.269
AD22
自喷时间（d） 590 自喷产液（t） 22796 自喷产油（t） 22042
TH12204
自喷时间（d） 400 自喷产液（t） 26488 自喷产油（t） 26389
施工开始即沟通储集体，施工压力低，套压低（有的接近0）
酸压施工曲线特征分析
2.沟通储集体特征-陡降（高产井）
挤冻胶过程中，压力瞬间几字型下降（套压落零），酸压明显沟通溶洞型储集 体，生产通常表现为自喷无法投产，转电泵效果好
酸压施工曲线特征分析
1.地层破裂判断-存在明显破裂点
施工初期排量稳定，泵压突降，存在明显压开显示
酸压施工曲线特征分析
1.地层破裂判断-无明显破裂点
储层裂缝较发育，施工曲线无明显破裂显示
酸压施工曲线特征归类
2.未沟通储集体特征—无显示（生产供液不足或未建产）
TH12255井酸压施工曲线图
施工层位：O2yj+O1-2y 施工井段：6353.33-6400.00m
压裂类型
常规酸压
重复酸压
压
复合酸压
裂
大型酸压
类
型
上返酸压
下返酸压
分段酸压 水力压裂
酸压施工曲线特征分析
1.地层压开判断 2.未沟通储集体特征 3.沟通储集体特征
◆初期即沟通型 ◆陡降型 ◆斜坡型 ◆缓坡型 4. 施工曲线异常特征分析 5.水平井分段酸压曲线特征 6.水力压裂施工曲线特征 7、酸化施工曲线特征
主要原因分析：本井次所有工具均为全新且在上井前均打压15MPa稳压15min试 压合格。坐、验封时也显示合格。对起出工具进行打压试验，发现水力锚渗漏，滑 套、封隔器密封良好。可能下酸压完井管柱前未刮管，酸压时管柱受上顶压力，水 力锚与套管内壁发生相对滑动，在滑动的过程中水力锚损坏。
酸压施工曲线特征分析
酸压施工曲线特征分析
2.沟通储集体特征-挤顶替液时压降明显
酸压过程中，整体看像无沟通显示，但细看可发现后期挤顶替液时，理应 上涨的却大幅下降，因为此时是换液时间点，容易被忽略
酸压施工曲线特征分析
2.沟通储集体特征-挤酸小幅压降（裂缝型）
TH12512
自喷时间（d） 49 自喷产液（t） 1784 自喷产油（t） 1719
酸压施工曲线特征分析
4.施工曲线异常特征-油管堵塞
再次启泵后，排量0.6、0.8、1.0m3/min，对应泵压48.22、61.93、 72.25MPa直线上升，停止施工。后下电缆通井，反复探3次无法通过 ，确认堵塞点就在球座位置
酸压施工曲线特征分析
4.施工曲线异常特征-泵车抽空
注酸后期未落实罐内液面，造成供液车供液不足，出现泵车走空的现象
4.施工曲线异常特征-裸眼封隔器有效座封
压裂液期间锯齿状特征（补平衡压），注酸期间套压缓慢上升
酸压施工曲线特征分析
4.施工曲线异常特征-裸眼封隔器施工初期失效
施工初期即未坐封成功，套压随泵压升高，后期泵压与套压响应一致。
酸压施工曲线特征分析
4.施工曲线异常特征-裸眼封隔器注压裂液时失效
施工初期坐封成功，但挤滑溜水期间，套压开始逐步上升
52.359
65.419
78.525
91.609 104.671
酸压施工曲线特征分析
4.施工曲线异常特征-油管挂断脱
压力（MPa）
排量(m3/min)
TK1025井胶凝酸酸压施工曲线
施工井段：6185.00-6260.00m
100
正挤线性胶26.3m3
施工层位：O2y j 高挤冻胶44.8m3
施工日期：2007年2月5日
酸压施工曲线特征分析
4.施工曲线异常特征-压裂液摩阻异常高 压裂液变质
两段泡酸均未解决问题
低排量、高泵压，压裂液磨阻大
TH12309井去年8月酸压，由于天气炎热，导致滑溜水滋生细菌，降低了粘度， 形成了酸性液体，造成了井口泵压高，后期经过增加碱性配方+瓜胶，调节PH值及粘 度适合后，立即施工，后期施工正常。
深处延伸。
Ⅱ型：曲线斜率不变，可能预示着注入量等于滤失量，也可能是裂缝在长度上已停止
延伸，或裂缝高度即将失控，或缝内即将出现堵塞。 Ⅲ型：曲线斜率为1，反映了缝内发生堵塞，裂缝在长度上已停止延伸，注入的液体 只能增加裂缝的宽度。 Ⅳ型：曲线斜率为负值，说明裂缝在高度上已失去控制，延伸到非压裂目的层段，或 又压开了新的裂缝，或裂缝在延伸过程中遇到了规模较大的天然裂缝体系。
施工压力高，压降小，泵压变化趋势与排量一致，储层致密，未沟通储集体
酸压施工曲线特征分析
2.未沟通储集体特征—无显示
施工压力低，储层裂缝发育，停泵压力小，形成人工裂缝规模小，且未沟 通储集体
酸压施工曲线特征分析
2.沟通储集体特征-无显示
TH12355 能持续生产
TH12419 生产效果差
储层沟通显示不明显，停泵压力高，压降小，压 后见产，但产量下降速度快
冻胶+高温 胶凝酸
AD26
自喷时间（d） 89 自喷产液（t） 2946 自喷产油（t） 2650
冻胶+高温胶 凝酸
施工过程中，前期无明显压降，挤酸期间小幅压降，整体裂缝型特征明显 ，投产常表现为供应不足，配合注水替油生产
酸压施工曲线特征分析
2.沟通储集体特征-停泵有压降
TH12417
自喷时间（d） 573 自喷产液（t） 23393 自喷产油（t） 23285
酸压施工曲线特征分析
2.沟通储集体特征-高产油层
施工压力小，储层裂缝发育，停 泵压力小，沟通储集体
施工压力高，停泵压力高， 压降大，沟通储集体并建产
酸压施工曲线特征分析
2.沟通储集体特征-初期即沟通高产油层
施工开始即沟通储集体，施工压力低，套压低（有的接近0）
酸压施工曲线特征分析
2.沟通储集体特征-初期即沟通（高产油层）
酸压施工曲线特征分析
4.施工曲线异常特征-稠油影响
排量4.5，压力 96MPa
排量5.5，压力 92MPa
TH12313CH井第一次施工压力过高，排量达不到设计要求，怀疑油管中存在稠油 块，磨阻比较大，形成的泵压过高，后面正推一油管容积稀油，施工正常。 建议：对于超稠油区块，下完酸压管柱后可正注一油管容积的稀油，防止稠油上返。
多级交替注酸过程中，压力有一定幅度下降，停泵压力较低，酸压沟通储集体
酸压施工曲线特征分析
3.沟通储集体特征-油套混注
酸压施工曲线特征分析
3.沟通储集体特征-超大规模酸压
60t
70t
泵注压裂液前期曲线表现区间震荡，后期挤胶凝酸期间有沟通显示
酸压施工曲线特征分析
3.沟通储集体特征-超大规模酸压
酸压施工曲线特征分析
酸压施工曲线特征分析
2.沟通储集体特征-陡降（水层）
挤冻胶过程中，压力瞬间几字型下降（套压落零），酸压沟通储集体（ 水层）
酸压施工曲线特征分析
2.沟通储集体特征-斜坡型（高产井）
TH12415
自喷时间（d） 217 自喷产液（t） 12086 自喷产油（t） 12050
投产转电泵 （120/2800）
0.009 0.01 0.011 0.012
0.008 0.009 0.01 0.009 0.01 0.014
0.009 0.0055 0.007-0.008 0.009
0.01
常规压裂典型曲线
压
破裂
加砂
力
前置液 PF
携砂液
停
泵 顶替 裂缝闭合
a b
排量不变，提高砂比，压力升高 反映了正常的裂缝延伸
②酸压裂缝启缝阶段
出现①、②：沟通一定裂缝储集体，多为 中、低产井
③酸压裂缝延伸阶段
出现①、②、③：沟通较大规模储集体，
④酸压裂缝大规模沟通天然缝洞阶段多为中、高产井 出现①、②、③、④：酸压裂缝与天然缝
洞系统沟通，高产井（TK408井）。
施工曲线分析
常规压裂典型曲线
Ⅰ型：曲线斜率在0.125-0.2之间，说明裂缝在预期的缝高和综合滤失系数下向地层
TH10282
自喷时间（d） 0 自喷产液（t） 0 自喷产油（t） 0
注酸过程中，压力呈斜坡型快速下降，酸压明显沟通缝洞型储集体
酸压施工曲线特征分析
2.沟通储集体特征-缓坡型
68t
40t
酸压过程中，整体压力低(<50MPa)，小幅压降，停泵压力落零，酸压明显 沟通缝洞型储集体，生产表现为无法自喷投产（压力系数通常<0.9），电 泵转抽效果好
TH12339
自喷时间（d） 112 自喷产液（t） 6386 自喷产油（t） 6292
施工压力高，停泵压降大，沟通储集体并建产
酸压施工曲线特征分析
2.沟通储集体特征-重复酸压小幅压降
TH12223
自喷时间（d） 27 自喷产液（t） 1292 自喷产油（t） 1031
TH12245
自喷时间（d） 38 自喷产液（t） 1755 自喷产油（t） 1466
酸压施工曲线特征分析
4.施工曲线异常特征-压裂液摩阻异常高
滑溜水摩阻高，降排量施工，泵压攀升快、异常高 ，整改后施工正常
酸压施工曲线特征分析
4.施工曲线异常特征-套管封隔器水力锚渗漏
第一次施工
第二次施工
曲线上显示同升同降
TH12433井一开始套管封隔器就发生解封，被迫停止施工，后期因快速更管管柱 后才进行第二次施工。
塔河油田酸压施工 曲线解读
酸压基础知识
液体
冻胶
胶凝酸 乳化酸 变粘酸 线性胶
排量(m3/min)
2.5 3 3.5 4 4-4.5 5 5.5 6-6.5 3 3.5 4 5.0－6 6.5 2.5 3 3.5 4 5.5 3 4 5 5.5-6.0
设计摩阻
油管摩阻系数(MPa/m)
31/2″
27/8″
100
正
关
正
替
闭
挤
滑
环
冻
溜
空
胶
80
水
闸
20
门
440
油压
m3
m3
60
排量
施工单位：华北井下压裂队
正
正
挤
挤
高
高
温
温
胶ห้องสมุดไป่ตู้
胶
凝
凝
酸
酸
45
315
m3
m3
施工日期：2012年9月15日
正
停
12
挤
泵
滑
测
溜
压
水
降
10
50
m3
8
6
40
套压
4
20
加0.6%有机钛交联
2
剂2.64t
0 时间
14:06:32
14:59:54
0 15:53:15
0.0034
0.006
0.0048
0.0092
0.006
0.013
0.006 0.007 0.008 0.009 0.00328 0.00386 0.0046-0.005 0.006 0.007 0.008 0.009 0.01 0.011 0.006－0.007 0.0035 0.0045-0.005 0.006 0.007
停泵
10
90
9
80
8
泵压
70
7
60
6
排量
50
5
40
4
30
3
套压
20
2
10
1
0
0
14:21
14:36
14:51
15:06
时间
酸压施工曲线特征分析
4.施工曲线异常特征-油管断裂（第118根断裂）
正替油套相差40MPa
油套压力相近
TH10125井正挤冻胶180m3，油压52.3-49.0MPa，套压48.8-45.4MPa，排量0.54.4m3/min。整个阶段无明显压开地层显示。根据正替使油套压差40MPa左右，怀疑 井内管柱异常。修井发现从118根处断脱，最后一根油管丝扣末端明显缩径。
转向酸 120m3
前置液 460m3
酸液 340+40m3
顶 打开压裂滑套
替
（1）
液
2+30+19m3
52
m3
打开 滑套
40 泵压
35
TH10-P1井分段酸压施工曲线（第二层）
10.600
预 9.055 置
酸压施工曲线特征分析
5.水平井分段酸压曲线特征-TH10-P1井
油管压力 MPa 套管压力 MPa 油管压力1 MPa
60 预
55 置 液
50 5 m3
45
TH10-P1井分段酸压施工曲线（第一层）
井段：6009. 50-6895. 00m
层位：O2yj
时间：2012. 07. 15/ 中原酸压队